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#全球能源革命与产业变迁#
第四次能源转型代表：德国
能源转型（2000年开始，从化石能源、核能向可再生能源转型）
1、德国可再生能源产业的发展概况
在德国政府20多年持续的政策支持下，德国可再生能源消费量在能源消费总量的占比从2000年的2.6%增至2005年的5.5%，进入能源转型的“理论启动点”（5%）。2013年，可再生能源占比达11.4%，2018年这一占比又提升到16.6%。
电力领域是德国推动能源转型的关键。2020年，可再生能源发电量占德国电力市场的近50％，是十年前的近3倍。其中，风力发电做出了最大贡献，占比27.4％；光伏发电占比9.7％；其余的12.2％则由生物质能，水力发电和其他可再生能源构成。
2、德国能源转型的背景
1）政策端：主动扶持可再生能源的发展
德国可再生能源的发展主要是政府扶持的结果，而不是市场机制的推动。2000年，德国颁布《可再生能源法》，为可再生能源发展打下法律基础。此后，德国制定完善了一系列促进可再生能源发展和利用的联邦法规，如可再生能源发电可以享受长期的固定补贴，降低可再生能源发电企业的经营风险。近十年来，德国政府开始调整政策思路，逐步调减补贴，推动可再生能源市场化发展。但政策大的方向没有改变，推进可再生能源使用仍是其能源转型的核心内容。如果以《可再生能源法》修订为标志，德国可再生能源产业可分为以下六个发展阶段：
2）供给端：主要化石能源进口依存度居高不下，发展核能有舆论压力
德国在能源方面最大的特点是“富煤缺油缺气”，因此石油和天然气长期依赖进口。20世纪90年代以来，德国石油和天然气对外依存度长期居高不下。1990-2013年，德国石油进口依存度在95%-100%区间波动，同期天然气进口依存度也维持在75%以上的高位且增加趋势更为明显。
出于能源安全考量，德国在20世纪90年代提出向核能和可再生能源转型。但核能发展长期受民众反对，核电政策摇摆不定。2011年福岛核事故后，德政府宣布放弃核电，能源供应压力的加剧更加突出了可再生能源的重要地位。
3、德国能源转型过程中产生的问题
德国采取的可再生能源固定电价补贴机制，造成了批发市场的低电价和零售市场的高电价。政策规定，电网运营商必须优先并以较高的指定价格收购利用可再生能源所发绿色电力，多出的成本通过可再生能源附加费计算到零售电价中，从而转嫁到消费者头上。
对于传统发电企业，由于风电和太阳能发电企业不断涌入市场，导致电力供过于求，上网电价下跌，传统电力公司的利润下跌；对于高耗能行业，部分企业（主要是中小企业）未获得可再生能源附加费“豁免权”，因为要承担较高的用电成本，企业竞争力被削弱；对于居民部门，其承担了电价上涨的主要部分，2020年居民用电价格比工业用电价格高出75%左右。
1）对传统发电企业的影响
德国能源转型对传统电力企业的冲击，主要体现在电价和发电量的下滑。
首先是批发市场电价的持续走低。可再生能源发电量大量涌入电网，使得批发市场电价已从2008年以来的高点80欧元/兆瓦时降至2015年的低点32欧元/兆瓦时左右。德国传统电力供应企业的售电价格有时候会低于其发电成本。
其次是传统化石能源发电量持续下降。以德国两大传统发电巨头意昂集团和莱茵集团为例，意昂集团煤电发电量从308亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的160亿千瓦时，降幅达到48.1%；莱茵集团煤电发电量从1052亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的942亿千瓦时，降幅达到10.5%[8]。
传统电力供应商售电价格和发电量的下滑，压缩了其市场占比和盈利空间。据国家能源局《德国电力市场供应严重过剩》，2013年德国8大电力公司的利润率从10年前的15%跌倒5.4%。
2）对高耗能企业（尤其是中小企业）造成冲击
工业部门中承担高电价的主要是高耗能部门的中小企业。根据德国弗劳恩霍夫协会（Fraunhofer ISI）的测算，高耗能行业（化学品、造纸、钢铁、铝、铜和纺织品）中，享有可再生能源附加费“豁免权”的大企业用电价约为5欧分/千瓦时，而没有“豁免权”的中小企业的电价达到了14欧分/千瓦时以上。中小企业的成本又难以通过产品价格转嫁到消费者身上，而是直接表现为利润的下降。
德国科隆经济研究所2013年曾发布报告指出，高电价已经威胁到了德国作为投资地的区位优势。特别是高耗能行业，如化工、玻璃、水泥、造纸业所受冲击较大。2010年对德国高耗能行业的投资额已经比2000年锐减了85%。
3）加剧了居民部门的负担
德国能源转型的高电价主要由居民部门承担。德国居民电价过去21年涨了78%，2019年德国居民电价30.22欧分/千瓦时，位居欧洲第二，同年工业部门用电价为17.75欧分/千瓦时。这样的涨幅使690万德国家庭面临电贫困的威胁，即电费支出超过家庭收入的1/10[9]。
电价中可再生能源附加费增长过快是电价飙升的主要原因。2012-2014年，该费用从3.6欧分/千瓦时增至6.24欧分/千瓦时，不到3年时间就增长了73%。目前可再生能源附加费为6.41欧分/千瓦时，占居民电价的21%。
4、政府或企业给出的应对措施
1）传统电力企业积极应对能源转型
以意昂集团、莱茵集团、EnBW为代表的传统能源企业给出的应对措施包括：
i）并购：大企业之间为了应对市场竞争进行合并、收购或整合。1997年，德国8家全国性电力公司的市场份额为79%；到了2004年，仅有4家全国性电力公司，市场份额上升至95.6%[10]。
ii） 企业间资产互换重组：2018年3月，莱茵集团接手意昂集团的可再生能源，取得约8GW的可再生能源发电容量，意昂集团则接管莱茵集团旗下的配电网和售电业务。重组后，意昂集团专注于配售电等业务，而莱茵集团将成为德国绿色电力的最大供应商。
iii）布局可再生能源领域：2021年5月，德国四大传统能源巨头的之一的EnBW与英国石油天然气巨头BP合伙投资116.5亿欧元建设海上新能源风力发电项目，预计发电能力为290万千瓦。此前两家公司还在英国联合开展两个海上风电项目，总潜在发电能力为3GW，可以为340多万英国家庭提供清洁电力。
2）政府针对电价上涨的政策调整
针对电价上涨过快对居民和企业部门造成的影响，德国政府主要采取以下能源政策调整措施：
i）逐步降低可再生能源补贴
一是以市场溢价逐步取代固定电价补贴。新能源上网电价水平为“溢价补贴+电力市场价格”（注：是在电力市场价格的基础上给予可再生能源相应的电价补贴，市场溢价补贴水平固定不变）。2014年，德国规定对500kW以上新建设备采用溢价补贴机制，2016年，这一标准进一步降低至100kW。
二是引入可再生能源发电项目竞争性招标制度，即通过招标方式确定可再生能源的补贴额度。2014年，招标机制仅针对部分地面光伏发电试点项目。2017年开始，德国全面引入可再生能源发电招标制度。
ii）抑制可再生能源附加费过快增长
针对可再生能源附加费增速过快的问题，《可再生能源法》（2016版）在提出要限制陆上风电扩建速度，规定可再生能源如风能、太阳能年度装机上限，以抑制可再生能源附加费过快上涨。
iii）实施更具“公平性”的能源转型成本分担机制
《可再生能源法》（2014版）将豁免可再生能源附加费的企业主体缩小为电费成本占生产成本极高的用电密集型企业和10兆瓦以下的小型自发自用光伏发电设备，其余企业和大中型光伏发电设备都需要承担可再生能源附加费。
此外，针对传统能源企业“负电价”的问题，《可再生能源法》（2021版）拟修改负电价规定，提出如果连续15分钟为负电价，那么可再生能源发电方就不再享受补贴。
iv）加速与欧盟成员国电网整合力度
德国推动与欧盟成员国之间电网的互联互通，尤其是与邻国法国、捷克、荷兰等国的电网整合，以应对退出核能后的电力不足。
第四次能源转型代表：德国
能源转型（2000年开始，从化石能源、核能向可再生能源转型）
1、德国可再生能源产业的发展概况
在德国政府20多年持续的政策支持下，德国可再生能源消费量在能源消费总量的占比从2000年的2.6%增至2005年的5.5%，进入能源转型的“理论启动点”（5%）。2013年，可再生能源占比达11.4%，2018年这一占比又提升到16.6%。
电力领域是德国推动能源转型的关键。2020年，可再生能源发电量占德国电力市场的近50％，是十年前的近3倍。其中，风力发电做出了最大贡献，占比27.4％；光伏发电占比9.7％；其余的12.2％则由生物质能，水力发电和其他可再生能源构成。
2、德国能源转型的背景
1）政策端：主动扶持可再生能源的发展
德国可再生能源的发展主要是政府扶持的结果，而不是市场机制的推动。2000年，德国颁布《可再生能源法》，为可再生能源发展打下法律基础。此后，德国制定完善了一系列促进可再生能源发展和利用的联邦法规，如可再生能源发电可以享受长期的固定补贴，降低可再生能源发电企业的经营风险。近十年来，德国政府开始调整政策思路，逐步调减补贴，推动可再生能源市场化发展。但政策大的方向没有改变，推进可再生能源使用仍是其能源转型的核心内容。如果以《可再生能源法》修订为标志，德国可再生能源产业可分为以下六个发展阶段：
2）供给端：主要化石能源进口依存度居高不下，发展核能有舆论压力
德国在能源方面最大的特点是“富煤缺油缺气”，因此石油和天然气长期依赖进口。20世纪90年代以来，德国石油和天然气对外依存度长期居高不下。1990-2013年，德国石油进口依存度在95%-100%区间波动，同期天然气进口依存度也维持在75%以上的高位且增加趋势更为明显。
出于能源安全考量，德国在20世纪90年代提出向核能和可再生能源转型。但核能发展长期受民众反对，核电政策摇摆不定。2011年福岛核事故后，德政府宣布放弃核电，能源供应压力的加剧更加突出了可再生能源的重要地位。
3、德国能源转型过程中产生的问题
德国采取的可再生能源固定电价补贴机制，造成了批发市场的低电价和零售市场的高电价。政策规定，电网运营商必须优先并以较高的指定价格收购利用可再生能源所发绿色电力，多出的成本通过可再生能源附加费计算到零售电价中，从而转嫁到消费者头上。
对于传统发电企业，由于风电和太阳能发电企业不断涌入市场，导致电力供过于求，上网电价下跌，传统电力公司的利润下跌；对于高耗能行业，部分企业（主要是中小企业）未获得可再生能源附加费“豁免权”，因为要承担较高的用电成本，企业竞争力被削弱；对于居民部门，其承担了电价上涨的主要部分，2020年居民用电价格比工业用电价格高出75%左右。
1）对传统发电企业的影响
德国能源转型对传统电力企业的冲击，主要体现在电价和发电量的下滑。
首先是批发市场电价的持续走低。可再生能源发电量大量涌入电网，使得批发市场电价已从2008年以来的高点80欧元/兆瓦时降至2015年的低点32欧元/兆瓦时左右。德国传统电力供应企业的售电价格有时候会低于其发电成本。
其次是传统化石能源发电量持续下降。以德国两大传统发电巨头意昂集团和莱茵集团为例，意昂集团煤电发电量从308亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的160亿千瓦时，降幅达到48.1%；莱茵集团煤电发电量从1052亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的942亿千瓦时，降幅达到10.5%[8]。
传统电力供应商售电价格和发电量的下滑，压缩了其市场占比和盈利空间。据国家能源局《德国电力市场供应严重过剩》，2013年德国8大电力公司的利润率从10年前的15%跌倒5.4%。
2）对高耗能企业（尤其是中小企业）造成冲击
工业部门中承担高电价的主要是高耗能部门的中小企业。根据德国弗劳恩霍夫协会（Fraunhofer ISI）的测算，高耗能行业（化学品、造纸、钢铁、铝、铜和纺织品）中，享有可再生能源附加费“豁免权”的大企业用电价约为5欧分/千瓦时，而没有“豁免权”的中小企业的电价达到了14欧分/千瓦时以上。中小企业的成本又难以通过产品价格转嫁到消费者身上，而是直接表现为利润的下降。
德国科隆经济研究所2013年曾发布报告指出，高电价已经威胁到了德国作为投资地的区位优势。特别是高耗能行业，如化工、玻璃、水泥、造纸业所受冲击较大。2010年对德国高耗能行业的投资额已经比2000年锐减了85%。
3）加剧了居民部门的负担
德国能源转型的高电价主要由居民部门承担。德国居民电价过去21年涨了78%，2019年德国居民电价30.22欧分/千瓦时，位居欧洲第二，同年工业部门用电价为17.75欧分/千瓦时。这样的涨幅使690万德国家庭面临电贫困的威胁，即电费支出超过家庭收入的1/10[9]。
电价中可再生能源附加费增长过快是电价飙升的主要原因。2012-2014年，该费用从3.6欧分/千瓦时增至6.24欧分/千瓦时，不到3年时间就增长了73%。目前可再生能源附加费为6.41欧分/千瓦时，占居民电价的21%。
4、政府或企业给出的应对措施
1）传统电力企业积极应对能源转型
以意昂集团、莱茵集团、EnBW为代表的传统能源企业给出的应对措施包括：
i）并购：大企业之间为了应对市场竞争进行合并、收购或整合。1997年，德国8家全国性电力公司的市场份额为79%；到了2004年，仅有4家全国性电力公司，市场份额上升至95.6%[10]。
ii） 企业间资产互换重组：2018年3月，莱茵集团接手意昂集团的可再生能源，取得约8GW的可再生能源发电容量，意昂集团则接管莱茵集团旗下的配电网和售电业务。重组后，意昂集团专注于配售电等业务，而莱茵集团将成为德国绿色电力的最大供应商。
iii）布局可再生能源领域：2021年5月，德国四大传统能源巨头的之一的EnBW与英国石油天然气巨头BP合伙投资116.5亿欧元建设海上新能源风力发电项目，预计发电能力为290万千瓦。此前两家公司还在英国联合开展两个海上风电项目，总潜在发电能力为3GW，可以为340多万英国家庭提供清洁电力。
2）政府针对电价上涨的政策调整
针对电价上涨过快对居民和企业部门造成的影响，德国政府主要采取以下能源政策调整措施：
i）逐步降低可再生能源补贴
一是以市场溢价逐步取代固定电价补贴。新能源上网电价水平为“溢价补贴+电力市场价格”（注：是在电力市场价格的基础上给予可再生能源相应的电价补贴，市场溢价补贴水平固定不变）。2014年，德国规定对500kW以上新建设备采用溢价补贴机制，2016年，这一标准进一步降低至100kW。
二是引入可再生能源发电项目竞争性招标制度，即通过招标方式确定可再生能源的补贴额度。2014年，招标机制仅针对部分地面光伏发电试点项目。2017年开始，德国全面引入可再生能源发电招标制度。
ii）抑制可再生能源附加费过快增长
针对可再生能源附加费增速过快的问题，《可再生能源法》（2016版）在提出要限制陆上风电扩建速度，规定可再生能源如风能、太阳能年度装机上限，以抑制可再生能源附加费过快上涨。
iii）实施更具“公平性”的能源转型成本分担机制
《可再生能源法》（2014版）将豁免可再生能源附加费的企业主体缩小为电费成本占生产成本极高的用电密集型企业和10兆瓦以下的小型自发自用光伏发电设备，其余企业和大中型光伏发电设备都需要承担可再生能源附加费。
此外，针对传统能源企业“负电价”的问题，《可再生能源法》（2021版）拟修改负电价规定，提出如果连续15分钟为负电价，那么可再生能源发电方就不再享受补贴。
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德国推动与欧盟成员国之间电网的互联互通，尤其是与邻国法国、捷克、荷兰等国的电网整合，以应对退出核能后的电力不足。
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